进入10月以来，河南、重庆、吉林、江苏、天津、湖南等6省市出台“136号文”实施细则，截至目前已有31地市公布“136号文”承接方案。

其中，4省完成首批竞价，6省市正在开展首批机制电价竞价，22省市下发正式文件，7省市“136号文”实施细则征求意见，仅西藏、广西未发布细则。

光伏头条梳理31地政策文本，现从存量与增量项目机制电价、电量安排及执行期限等维度分析如下：

22省市下发正式文件，仅西藏、广西未发文

国家能源局出台136号文件之后，各地出台实施细则的进度不一。

其中内蒙古、新疆、上海、山东、甘肃、云南、湖北、河北、河北、宁夏、黑龙江、广东、安徽、辽宁、青海、四川、江西、海南、重庆、吉林、江苏、天津、湖南等22省市出台了正式文件

山西、贵州、陕西、浙江、北京、福建、河南等7省市出台了征求意见稿。

尚未出台136号文实施细则的省份之中仅剩西藏与广西。

另外，包括山东、甘肃、新疆、云南、河北、黑龙江、安徽、江西、青海、上海等10个省市已经启动增量项目竞价，其中，山东、甘肃、新疆、云南已经公布了竞价结果。

存量项目：广东、湖南、海南电价最高

存量项目电价范围0.2277元/千瓦时-0.453元/千瓦时，广东、湖南、海南存量上网电价最高，青海、宁夏、新疆存量上网电价最低。

“136号文”明确，存量项目以煤电基准价为托底电价，保障平稳过渡。在此文件指导之下，29省市（内蒙古分为蒙东、蒙西，河北分南网、北网）31地市明确，6月1日前并网的新能源项目，机制电价基本为煤电基准价。

在已公布的31地“136号文”实施细则中广东、湖南、海南机制电价最高。

其中，广东明确存量项目参考燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行，湖南纳入机制电量的机制电价为0.45元/千瓦时；海南竞配式并网项目执行原竞配价格，余项目按海南省煤电基准价0.4298元/千瓦时执行。

存量项目机制电价较低省份为青海、宁夏、新疆、内蒙古等西北省份。青海不带新能源补贴项目机制电价按照新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行。宁夏统一执行燃煤发电基准价0.2595元/千瓦时。新疆补贴项目机制电价：0.25元/千瓦时，平价项目机制电价为0.262元/千瓦时。

增量项目：广东、上海、四川上限最高，天津不设下限

增量项目电价最高0.4207元/千瓦时，最低则不设下限！广东、上海、四川增量项目竞价上网电价上限最高，天津、山东、吉林、新疆下限最低最低。

“136号文”明确，新能源增量项目为2025年6月1日起投产项目，机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。

在已公布“136号文”实施方案的29省市之中，蒙东、蒙西明确，增量项目暂不安排新增纳入机制的电量，需通过市场交易形成电价。贵州、湖北、福建、河南、重庆、江苏未明确价格上下限，其余22省市均确定竞价区间。

竞价上限方面，上海、四川、广东最高。上海竞价上限为燃煤基准价即0.4155元/W，四川竞价上限同样为燃煤基准价0.4012元/千瓦，广东光伏竞价上限为0.4元/千瓦时，海上风电竞价上限则为燃煤基准价。此外，安徽、北京、福建、贵州、河北、河南、黑龙江、湖北、江苏、宁夏、山西、新疆、云南、重庆竞价上限均为当地燃煤基准价。

注：以光伏项目上下限为准

竞价下限方面，浙江、黑龙江均明确，下限为先进电站造价水平折算度电成本确定?？杉隽肯钅炕频缂巯孪藜锤哺堑缯就蹲势笠档耐蹲食杀尽?/p>

在已明确竞价下限的9省市中，山东、新疆、吉林下限最低，天津则暂不设下限。

从长期来看，增量项目竞价上下限处于变动之中。《山东省新能源机制电价竞价实施细则》明确，现阶段竞价下限，原则上参考先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）合理确定。后期适时取消竞价下限。

存量机制电量：最低10%，最高100%

存量机制电量范围10%-100！分布式100%纳入，集中式项目各地差异较大！

根据“136号文”政策精神，各地结合自身电力市场建设进度和新能源发展特点，对存量项目机制电量的安排呈现出多样化的侧重。总体来看，各地政策在分布式、集中式、补贴项目、平均项目、并网时间等方面多有补贴，具体可归纳如下：

按项目类型区分：分布式受关照，集中式差距明显

多地明确对分布式光伏、分散式风电项目给予全额保障，如安徽、河南、蒙东、宁夏、云南、江苏均将分布式项目100%纳入机制电量。贵州10千伏以下项目享受100%机制电量，实质也是分布式项目全额纳入机制电量广东则明确仅分布式参与竞价。湖北明确，分布式新能源机制电量占该项目省内上网电量比例上限为80％。

集中式项目安排较为多样：宁夏仅为集中式风光项目安排10%的机制电量；湖南对集中式项目采用12.5%的比例；辽宁则要求除特殊类型外，全部集中式项目参与市场化交易。广东集中式项目不参与竞价。河北南网集中式光伏上限为40%。云南根据并网时间，将增量项目纳入机制电价的比例定为45%-100%。

按并网时间区分：新老项目梯度递减

海南采用典型的时间梯度法：2023年投产项目保障90%，2024年降至85%，2025年进一步降为80%，体现逐年退坡思路。

云南明确，集中式光伏2021年1月1日—2023年7月31日全容量并网的，机制电量为100%；2023年8月1日—12月31日全容量并网的，机制电量为80%；2024年1月1日—6月30日全容量并网的，机制电量为65%；2024年7月1日—2025年5月31日全容量并网的，机制电量为55%。

宁夏明确，2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量为10%，2024年6月1日前投产平价项目机制电量为30%。

湖南明确，2021-2025年集中式项目机制电量为60%，2021之前项目按现有政策之下。

按价格机制区分：补贴与平价项目区别对待

新疆将项目明确分为补贴与平价两类：补贴项目保障30%电量，平价项目提高至50%，反映价格机制对保障程度的影响。

宁夏明确，集中式补贴项目机制电量比例为10%，2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例为30%，2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为 10%。

蒙西对不同类型的项目采用小时数核定：带补贴集中式项目按特定利用小时数（如光伏250小时、风电215小时）确定电量，风电特许权等项目则安排1200小时左右的高保障小时数。

云南明确，享受财政补贴的集中式光伏，上网电价由市场交易形成，财政补贴继续执行国家相关政策。

比例上限与自主权：设定上限与赋予选择权并存

广东、重庆、上海等地设定了90%-100%不等的比例上限，黑龙江、山西、陕西则赋予项目自主确定比例的灵活性。

综上所述，各地政策在执行“136号文”过程中，充分考虑了本地新能源发展结构、电网消纳能力和市场建设阶段，形成了具有地方特色的机制电量安排，为新能源平稳过渡到市场化交易提供了重要保障。

增量项目机制电量：最低30%，最高100%

存量机制电量范围30%-100！各地明确引入动态调整机制！

“136号文”件为各地制定新增新能源项目机制电量政策提供了基本框架，强调与“非水电可再生能源电力消纳责任权重”强挂钩，并引入动态调整机制。各地结合自身资源禀赋、市场建设阶段和消纳能力，形成了差异化的政策侧重点：

湖南明确，2025年参与竞价的风电、光伏项目年上网电量的30%。这是在已明确增量项目机制电价的省份中最低的比例。此外，新疆规定增量机制电量为上网电量的50%，陕西上限同样为50%，单个项目不超80%。辽宁明确，2025年竞价时按上网电量的55%。

增量机制电量比例相对较高的身份包括天津、重庆、黑龙江、上海等。其中，天津、重庆、上海单个项目适当低于全部上网电量；重庆上网电量的比例应低于100%；此外，浙江、江苏单个项目上限为90%。

执行期限：存量最低5年，增量10-12年

“136号文”，明确存量项目执行期限按照按照现行相关政策保障期限确定。增量项目执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

按照这一精神，已经下发“136号文”承接方案的29省市中，28个省市明确，存量项目执行期限为达到全生命周期合理利用小时数或投产满20年后不再执行机制电价。湖南则规定扶贫、分布式项目为20年，2021年以后集中式项目机制电价5年。

增量项目机制电价执行期限各地有所区分。其中，上海、甘肃、贵州、云南、湖北、浙江、北京、河北、宁夏、黑龙江、广东、安徽、辽宁、青海、四川、海南、重庆、吉林均为12年。新疆、山东、陕西、江西、天津、湖南则为10年。

此外，湖北还特别指出，增量分布式项目项目投产后，连续两个自然年自发自用率都高于全省分布式平均自发自用率水平10个百分点以上的，执行期限可增加1年，可增加的执行期限最多不超过2年。

综合来看，“136号文”省级实施细则呈现出“稳存量、促增量、强市场”的总体特征。29省市，在电价、电量、执行期限等方面形成差异化且贴合本地实际的政策体系，既以煤电基准价托底保障存量项目平稳过渡，又通过竞价机制推动增量项目市场化发展。随着各地增量项目竞价陆续落地与政策动态调整，将为新能源从政策依赖向市场驱动转型提供坚实支撑，新能源全面入市大幕即将开启。

来源：光伏头条